makalah ilmiah - Buletin Sumber Daya Geologi

MAKALAH ILMIAH
KARAKTERISTIK BATUAN INDUK HIDROKARBON DAN HUBUNGANNYA
DENGAN REMBESAN MINYAK DI LAPANGAN MINYAK CIPLUK,
KABUPATEN KENDAL, PROVINSI JAWA TENGAH
THE CHARACTERISTIC OF HYDROCARBON SOURCE ROCK AND ITS RELATIONSHIP
TO OIL SEEPAGE IN THE CIPLUK OILFIELD, KENDAL REGENCY,
CENTRAL JAVA PROVINCE
Praptisih
Pusat Penelitian Geoteknologi-LIPI,
Jl. Sangkuriang Komplek LIPI Gedung 70 Bandung
[email protected]
ABSTRAK
Lapangan minyak Cipluk di Cekungan Serayu Utara merupakan lapangan minyak tua jaman
Belanda yang telah ditinggalkan, dan belum pernah dilakukan analisis geokimia minyak atau
batuan yang diduga sebagai batuan sumber. Tujuan penelitian ini adalah untuk mengetahui
karakteristik batuan induk dari Formasi Kerek dan Formasi Penyatan dan hubungannya
dengan rembesan minyak bumi di Sojomerto. Metodologi yang dilakukan adalah penelitian
lapangan dan analisis laboratorium. Dari analisis batuan induk diperoleh nilai Kandungan
Organik Karbon (TOC) yang berkisar dari 0,72% sampai 7,97%, yang menunjukan kategori
sedang hingga sangat baik untuk mampu membentuk hidrokarbon. Berdasarkan pirolisis rock
eval tingkat kematangan thermal dari conto berada dalam kisaran belum matang hingga
matang, sedangkan tipe kerogennya termasuk ke dalam tipe III. Hasil analisis geokimia conto
minyak menunjukan minyak yang telah mencapai tingkat matang, batuan induk minyak
diendapkan pada lingkungan estuarin atau lakustrin dangkal dengan material organik yang
berasal dari tumbuhan daratan. Rembesan minyak di Sojomerto tidak mempunyai korelasi
geokimia dengan conto batuan induk dari Formasi Kerek atau Formasi Penyatan.
Kata kunci: Formasi Kerek, Formasi Penyatan, karakteristik batuan induk, rembesan minyak
ABSTRACT
The Cipluk oil field located in the North Serayu Basin is the oil field in the Dutch Era and has
been abandoned and geochemical analysis of oil and rock predicted as source rocks has never
been done. The propose of the study was to detemine source rock potential of Kerek and
Penyatan Formation and also to know geochemical characteristic of oil seepage at Sojomerto.
The method used in this study are a field research and taking samples of mudstone and oil
seepage tobe analyzed in the laboratory. Results of the analysis indicate that the source rock
has a TOC value 0,72%-7,97% which in the catagory moderate to very good to be able to form
hidrocarbon. Based on the Rock Eval Pirolysis the levels of thermal maturity of the samples in
range of immature to mature and the type of kerogen is type III. Geochemical analysis of oil
sample show that the levels of maturity is mature and the oil source rock deposited in estuarine
or shallow lacustrine environment with organic material derived from land plants. Oil seepage
at Sojomerto no geochemical correlation with source rock samples.
Keywords: Kerek Formation, Penyatan Formation, source rock characteristic, Oil seepage
PENDAHULUAN
Penelitian batuan induk dilakukan di
daerah Kabupaten Kendal, Provinsi Jawa
Tengah. Di daerah tersebut terdapat
lapangan minyak Cipluk yang merupakan
lapangan minyak tua peninggalan Belanda
yang sampai sekarang masih dimanfaatBuletin Sumber Daya Geologi Volume 11 Nomor 2 - 2016
133
MAKALAH ILMIAH
kan oleh masyarakat setempat. Lapangan
minyak Cipluk termasuk dalam Cekungan
Serayu Utara (North Serayu Basin), secara
regional menerus ke Cekungan Bogor di
Jawa Barat, dan ke Zona Kendeng di Jawa
Timur. Jalur ini membentang di sepanjang
Pulau Jawa yang disebut Bogor-North
Serayu-Kendeng Deep Water Zone
(Setyana, 2004). Keberadaan rembesan
minyak di daerah Kendal membuktikan di
daerah tersebut terdapat batuan induk
efektif
(effective
source
rock).
Permasalahannya adalah batuan induk
mana yang menjadi sumber rembesan
minyak di daerah tersebut.
Penelitian ini bertujuan untuk mengidentifikasi karakteristik batuan induk di
daerah Liangan serta hubungannya
dengan rembesan minyak bumi di daerah
Sojomerto, Kecamatan Singorejo. Dengan
mengetahui lingkungan pengendapan dan
karakteristik rembesan minyak, diharapkan
dapat
diketahui
hubungan
antara
rembesan minyak dengan formasi batuan
yang tersingkap di sekitar lokasi rembesan
tersebut.
METODOLOGI
Penelitian ini diawali dengan studi pustaka
yang berkaitan dengan cekungan sedimen
yang
telah
terbukti
mengandung
hidrokarbon. Metode pengumpulan data
yang dilakukan adalah penelitian lapangan
dan laboratorium. Penelitian lapangan
meliputi pengamatan litostratigrafi Formasi
Kerek dan Formasi Penyatan, serta
pengambilan conto batuan dan rembesan
minyak. Penelititian laboratorium terdiri dari
dua jenis analisis geokimia, yang pertama
adalah analisis geokimia batuan induk
yang meliputi analisis kandungan bahan
organik total atau “total organic carbon
content” (TOC). Analisis pirolisis hanya
dilakukan terhadap conto batuan yang
mempunyai nilai TOC lebih besar dari
0,5%, tujuan analisis pirolisis adalah untuk
mengetahui Production Index (PI), tipe dari
kerogen (indek Hidrogen) dan Temperatur
maksimum (C) pembentukan hidrokarbon
dari kerogen. Kedua, analisis karakteristik
134
geokimia rembesan minyak bumi meliputi
analisis Gas Cromatography (GC).
GEOLOGI DAERAH PENELITIAN
Geologi daerah penelitian termasuk dalam
Peta Geologi Lembar Magelang-Semarang
skala 1 : 100.000 (Pusat Penelitian dan
Pengembangan Geologi, 1996). Stratigrafi
daerah penelitian dari tua ke muda disusun
oleh Formasi Kerek, Formasi Penyatan,
Formasi Kaligetas, Formasi Damar dan
endapan aluvium. Di samping itu
ditemukan juga batuan terobosan basal
yang berumur Miosen Tengah.
Formasi Kerek terdiri dari perselingan
batulempung, napal, batupasir tufaan,
konglomerat,
breksi
vulkanik
dan
batugamping. Batulempung berwarna
kelabu tua yang sebagian bersisipan
batulanau atau batupasir, setempat
mengandung fosil foram, moluska dan
koral-koral koloni, berumur
Miosen
Tengah.
Formasi Penyatan terdiri dari batupasir,
breksi, tuf, batulempung dan aliran-aliran
lava. Batupasir tufaan dan breksi vulkanik
(aliran dan lahar) tampak dominan. Secara
setempat
ditemukan
aliran
lava,
batulempung marine dan napal. Formasi ini
berumur Miosen Tengah-Pliosen. Bagian
atas dari Formasi Penyatan menjemari
dengan Formasi Kaligetas dan Formasi
Damar.
Formasi Kaligetas disusun oleh breksi
vulkanik, aliran lava, tuf, batupasir tufaan
dan batulempung. Setempat bagian
bawahnya
ditemukan
batulempung
mengandung moluska dan batupasir
tufaan. Seumur dengan Formasi Kaligetas
adalah Formasi Damar yang disusun oleh
batupasir tufaan, konglomerat, dan breksi
vulkanik. Umur Formasi Kaligetas dan
Formasi Damar adalah Plio-Plistosen.
Endapan paling muda pada daerah ini
adalah endapan aluvium yang terdiri dari
kerikil, kerakal, pasir, lanau dan lempung
(Gambar 1).
Buletin Sumber Daya Geologi Volume 11 Nomor 2 - 2016 : 133 - 143
Gambar 1. Peta geologi daerah penelitian (Pusat Penelitian dan Pengembangan Geologi, 1996)
Gambar 1. Peta geologi daerah penelitian (Pusat Penelitian dan Pengembangan Geologi, 1996)
MAKALAH ILMIAH
Karakteristik Batuan Induk Hidrokarbon dan Hubungannya dengan Rembesan Minyak ....., Praptisih
135
MAKALAH ILMIAH
ANALISIS GEOKIMIA
Analisis batuan induk untuk mengetahui
potensi
dan
kematangan
termal
hidrokarbon dilakukan terhadap 12 conto
batu lempung dan batulanau dari Formasi
Kerek dan Formasi Penyatan. Analisis
geokimia
yang
dilakukan
meliputi
kandungan
organik
karbon
(TOC)
sebanyak 12 conto dan Rock Eval Pirolisis
sebanyak 7 conto yang lokasinya dapat
dilihat pada Gambar 2. Hasil analisis dapat
dilihat pada tabel 1 dan 2.
Gambar 2. Lokasi pengambilan conto batulempung dan rembesan minyak bumi.
136
Buletin Sumber Daya Geologi Volume 11 Nomor 2 - 2016 : 133 - 143
MAKALAH ILMIAH
Tabel 1. Hasil Analisis TOC
1
No.
Conto
LT 01
2
LT 01 D
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
PT 01
PT 01 D
PT 04
PT 07 B
PT 08 B
PT 09 C
LI 01
LI 02 B
KD 02
SKD 01
No
No
Sampel
Lokasi
Sungai Lutut,
Desa Duren
Sungai Lutut,
kampung
Liangan
Kali Putih
Kali Putih
Kali Putih
Kali Dengkeng
Kali Putih
Kali Putih
Liangan
Liangan
Kalidapu
Sukodadi
Formasi
Litologi
TOC ( %)
Formasi Kerek
Batulempung
0,87
Formasi Kerek
Batulanau
2,08
Formasi Kerek
Formasi Kerek
Formasi Kerek
Formasi Kerek
Formasi Kerek
Formasi Kerek
Formasi Kerek
Formasi Kerek
Formasi Penjatan
Formasi Penjatan
Batulanau
Batulanau
Batulempung
Batulempung
Batulempung
Batulempung
Batulanau
Batulempung
Batulanau
Batulempung
0,41
0.96
0,20
1,45
1,41
0,10
7,97
0,72
0,20
0,06
Tabel 2. Analisis Rock Eval pirolisis
Litologi
TOC
S1
S2
S3
PY
(%)
Mg/g
Batulempung
0,87 0,03 0,75 1,70 0,78
Batulanau
2,08 0,04 0,66 1,37 0,70
Batulanau
0.96 0,03 0,71 2,37 0,74
Batulempung
1,45 0,06 1,77 0,97 1,83
Batulempung
1,41 0,04 1,65 0,59 1,69
Batulanau
7,97 0,15 1,43 8,62 1,58
Batulempung
0,72 0,06 1,18 0,34 1,24
PI
Tmax
(oC)
342
426
433
435
434
398
432
HI
OI
1 LT 01
0,04
86 195
2 LT 01 D
0,06
32
66
3 PT 01 D
0,04
74 246
4 PT 07 B
0,02
122
67
5 PT 08 B
0,02
117
42
6 LI 01
0,09
18 108
7 LI 02 B
1,24
163
47
Keterangan :
S1 : Free Hydrocarbon , S2 : Pyrolysable Hydrocarbon, S3 : Organic CO2, Oil Production
Index = Transformation Ratio = S1/(S1+S2), Tmax = Temperature of Maximum, OI : Oxigen
Index = (S2/TOCx100), HI : Hidrogen Index = (S2/TOCx100), PY : Total Generation Potential
PEMBAHASAN
Potensi batuan induk
Nilai TOC pada Formasi Kerek berkisar
antara 0,72% sampai 7,97%, nilai tersebut
menunjukkan
bahwa
batuan
induk
berpotensi sedang hingga sangat baik
untuk membentuk hidrokarbon, sedangkan
pada Formasi Penyatan berkisar antara
0,06% sampai 0,20%, nilai tersebut
menunjukkan batuan induk berpotensi
rendah untuk membentuk hidrokarbon
(Waples, 1985).
Potensi hidrokarbon Formasi Kerek di
daerah penelitian dapat dilihat pada
diagram kandungan organik karbon (TOC)
versus Total Generation Potential (PY)
(Gambar 3). Nilai PY yang berkisar antara
0,70 HC/g rock sampai 1,24 mg HC/g rock
termasuk kategori rendah (poor). Hasil
pengeplotan TOC versus PY pada conto
yang dianalisis, sebanyak 6 conto
menempati gas prone dan 1 conto pada
batas antara oil prone dan gas prone (Rad,
1984). Batuan induk pada Formasi Kerek
mempunyai nilai HI sebesar 32 HC/g rock
sampai 163 mg HC/g rock, berdasarkan
klasifikasi Petter (1986) nilai indek hidrogen
tersebut menunjukkan bahwa 6 conto
(LT01, LT01D, PT01D, PT 07B, PT08B dan
LI0) menghasilkan gas dan 1 conto (LI02B)
dapat menghasilkan minyak dan gas.
Karakteristik Batuan Induk Hidrokarbon dan Hubungannya dengan Rembesan Minyak ....., Praptisih
137
MAKALAH ILMIAH
Kematangan termal Formasi Kerek
berdasarkan
diagram
HI
versus
Temperatur Maksimum (Gambar 4),
menunjukkan kategori belum matang
(immature) sampai matang (mature).
Sedangkan tipe kerogen di daerah
penelitian termasuk dalam tipe kerogen III.
Gambar 3. Diagram TOC terhadap Total Generation Potential (PY) pada conto Formasi
Kerek (Rad, 1984)
Gambar 4. Diagram Tmax terhadap HI pada conto Formasi Kerek yang memperlihatkan tipe
kerogen dan tingkat kematangan. (Espitalié, J., 1984, op.cit Mukhopadhyay, 1995)
138
Buletin Sumber Daya Geologi Volume 11 Nomor 2 - 2016 : 133 - 143
MAKALAH ILMIAH
Karakteristik
minyak Cipluk
geokimia
rembesan
Minyak Cipluk menunjukkan kandungan
fraksi saturat jenuh yang sangat dominan
yaitu 62,71%, fraksi aromatik 8,23%, fraksi
polar (NSO5) 2,37%, dan aspalthene
0,65%. Total tingkat aspalthene yang
rendah menunjukkan bahwa minyak di
daerah ini sudah mengalami biodegradasi
tingkat sedang (midly biodegraded). Rasio
saturasi/aromatik yang relatif tinggi (2,13)
mengindikasikan karakter tipe parafinik
sedang serta minyak matang (Tissot and
Welte,1984) (Gambar 5).
GC dan GCMS Biomarker
Analisis gas kromatografi dilakukan pada
fraksi whole extract (C5+) pada conto
minyak. GC ditunjukkan pada Gambar 6.
Whole oil GC memberikan karakter
kedudukan parafine normal yaitu N C5
sampai N C30+. CH4 oil menunjukkan light
oil dengan batas alkana normal dari C5
sampai C24. Grafik data gas kromatografi
menunjukkan rasio pristane/phytane yang
tinggi yaitu 4,78 (Gambar 7), diperkirakan
berasal dari batuan induk yang diendapkan
pada lingkungan suboksik (midly ocxic)
menunjukkan kerogen tipe III.
Gambar 5. Diagram komposisi fraksi, aromatik dan NSO5 + Aspalthene pada saturat minyak.
Gambar 6. Grafik Whole oil (C5+) Gas Chromatogram
Karakteristik Batuan Induk Hidrokarbon dan Hubungannya dengan Rembesan Minyak ....., Praptisih
139
MAKALAH ILMIAH
Gambar 7. Diagram pristane/C17 versus phytane/C18 (Connan and Cassou, 1980)
Fragmentogram massa m/z 191 (Gambar
8) menunjukkan distribusi bakteri 17 αβ(H)hopane yang relatif sama dengan C 30
hopane sampai C 29 hopane. Hal ini
menunjukkan bahwa conto minyak berasal
dari fluvio deltaic. Hadirnya senyawa 18
α(H)-oleanana
yang
relatif
tinggi
diperkirakan
berasal
dari
tanaman
angiosperm yang berumur Kapur atau lebih
muda (Petter and K.E. Moldowan, 1993).
Sterane (m/z 217)
140
Distribusi normal sterane memperlihatkan
C 27 sterane sebesar 27,90% kurang
berlimpah, C 29 sterane mempunyai porsi
yang lebih besar yaitu 38,69% hal ini
menunjukkan bahwa material dari C 27
organiknya berasal dari darat. Gambar 9
menunjukkan lingkungan pengendapan
batuan induk minyak bumi. Dari plot
komposisi sterane pada segitiga Huang
dan Meinchene, 1979 diperkirakan
diendapkan pada lingkungan estuarin atau
lakustrin dangkal.
Buletin Sumber Daya Geologi Volume 11 Nomor 2 - 2016 : 133 - 143
MAKALAH ILMIAH
Gambar 8. Fragmentogram massa m/z 191
Gambar 9. Diagram komposisi sterane dan lingkungan pengendapan batuan induk
rembesan minyak di daerah penelitian
(Huang dan Meinschein’s, 1979 dalam Waples and Machihara, 1991).
Karakteristik Batuan Induk Hidrokarbon dan Hubungannya dengan Rembesan Minyak ....., Praptisih
141
MAKALAH ILMIAH
Kematangan
Methylphene (MPI) dihitung dari distribusi
phenantheren
(m/z
170
dan
methyhenantheres (m/z) dalam minyak.
Hasil perhitungan tersebut menunjukkan
bahwa conto minyak mempunyai nilai MPI
yang relatif tinggi yaitu 0,79, hal ini
diperkirakan bahwa minyak berada pada
tingkat matang. Berdasarkan distribusi
biomarker diinterpretasikan bahwa minyak
berasal dari fasies batuan induk estuarin
atau lakustrin dangkal dengan organik
tanaman darat yang tinggi dengan sedikit
alga.
Korelasi Batuan Induk dan Minyak
Analisis GC dan GCMS ekstrak batuan
induk dari Formasi Kerek belum dilakukan,
namun untuk mengkorelasikan batuan
induk Formasi Kerek dengan minyak Cipluk
digunakan analisis yang telah dilakukan
oleh peneliti terdahulu yang dilakukan di
daerah Kedungjati, Semarang. Hasil
analisis menunjukkan bahwa Formasi
Kerek mengandung bahan organik aquatic
(algal) yang kemungkinan berasal dari
lingkungan marin dan mempunyai tingkat
kematangan rendah (thermally immature)
(Hidayat dan Fatimah, 2007).
Hasil analisis GC dan GCMS pada
rembesan minyak menunjukkan bahwa
minyak berasal dari batuan induk yang
diendapkan pada lingkungan estuarin atau
lakustrin dangkal dengan bahan organik
dari tanaman darat dan batuan induk
dikategorikan matang. Berdasarkan data
analisis, diperkirakan rembesan minyak di
lapangan Cipluk bukan berasal dari batuan
induk Formasi Kerek.
KESIMPULAN
Batuan induk Formasi Kerek menunjukkan
kategori rendah hingga sangat baik untuk
membentuk hidrokarbon, termasuk dalam
gas prone dan oil prone. Diagram Hidrogen
indek versus Temperatur Maksimum
menunjukkan bahwa kematangan termal
142
conto di daerah penelitian termasuk dalam
kategori belum matang hingga matang dan
termasuk dalam tipe kerogen III.
Dari hasil analisis geokimia minyak bumi
menunjukkan batuan induk diendapkan
pada lingkungan Estuarin atau lakustrin
dangkal yang material organiknya berasal
dari tanaman darat yang tinggi dan sedikit
alga. Rembesan minyak bumi berasal dari
batuan induk yang diendapkan pada
lingkungan suboksik, menunjukkan tipe
kerogen III dan dapat dikategorikan minyak
matang.
UCAPAN TERIMA KASIH
Penulis mengucapkan banyak terima kasih
kepada tim editor yang telah membantu
dalam penyempurnaan makalah dan
kepada dewan redaksi atas dimuatnya
makalah dalam buletin ini.
DAFTAR PUSTAKA
Connan J. and Cassou, A.M., 1980,
Properties of gases and petroleum
liquids derived from terrestrial
kerogen at varios maturation levels.
Geochemical Cosmochim. Acta 44,
1-23.
Cox, H.C., Leeuw, J.W., Schenk, P.A. et al.,
1986. Bicadinane, a C30 pentacyclic
isoprenoid hydrocarbon found in
crude oil. Nature, pp. 316-319.
Hidayat
R.
dan
Fatimah,
2007,
Inventarisasi Kandungan Minyak
dalam Batuan Daerah Kedungjati,
Kabupaten Semarang, Provinsi Jawa
Tengah. Proceeding Pemaparan
Hasil Kegiatan Lapangan dan Non
Lapangan Tahun 2007. Pusat
Sumber Daya Geologi. 13 hal.
Mukhopadhyay, P. K., Wade J.A., Gruge M.
A., 1995, Organic facies and
maturation of Jurassic/ cretaceous
rocks, and possible oil-source rock
correlation based on pyrolysis of
asphaltenes, Scotian Basin Canada,
Org. Geochem., Vol. 22, No.1, pp.
85- 104.
Buletin Sumber Daya Geologi Volume 11 Nomor 2 - 2016 : 133 - 143
MAKALAH ILMIAH
Peters, K.E., 1986, Guidlines for evaluating
petroleum
source
rock
using
programmed pyrolysis. American
Association of Petroleum Geology,
Bulletin, 70, p.1-36.
Peters, K.E. and Moldowan, J.M., 1993,
The Biomarker Guide. Interpreting
Molecular Fossils in Petroleum and
Ancient Sediments, Prentice Hall,
New Jersey, 363pp.
Satyana, A.H., Armandita C., 2004.
Deepwater Plays of Java, Indonesia:
Regional Evaluation on Opportunities
and Risks. Proc. Deepwater And
Frontier Exploration In Asia &
Australasia Symposium, Indonesian
Petroleum Association.
Thanden R.E., Sumadirdja H., Richards
P.W., Sutisna K., dan Amin T.C.,
Diterima
Direvisi
Disetujui
1996,
Peta
Geologi
Lembar
Magelang dan Semarang. Skala
1:100.000. Pusat Penelitian dan
Pengembangan Geologi.
Tissot, B.P. and D.H.Welte, 1984,
Petroleum formation and occurrence,
Springer Verlag, Berlin, 699 pp.
Waples D.W. (1985), Geochemistry in
Petroleum Exploration, International
Human Resources Developmen Co.,
Boston.
Waples, D.W. and Machihara, 1991.
Biomarker for Geologist-A Practical
Guide to the Application of Steranes
and Triterpanes in Petroleum
Geology. American Association of
Petroleum Geologists. Methods in
Exploration Series, 9, 91pp.
: 1 Juni 2016
: 19 Juli 2016
: 16 Agustus 2016
Karakteristik Batuan Induk Hidrokarbon dan Hubungannya dengan Rembesan Minyak ....., Praptisih
143